Eletrobras Distribuição Piauí desenvolve projeto que utiliza o óleo de coco babaçu

A Eletrobras Piauí assinou, em 2016, um contrato de R$ 1,048 milhão para pesquisar a viabilidade da fabricação de transformadores de distribuição cujo líquido isolante é o óleo vegetal extraído da amêndola do coco babaçu. O projeto faz parte do programa de pesquisa e desenvolvimento (P&D) definido pela Aneel. O projeto está sendo executado em parceria com Universidade Federal do Piauí (UFPI), onde está previsto a montagem de oito transformadores com diferentes potências pela empresa Romagnole do Paraná.

Segundo o gerente do Departamento de Eficiência Energética, Ribamar Lima, o objetivo é a fabricação de transformadores que utilizarão o óleo de babaçu como líquido isolante em substituição ao óleo mineral. “Este é um produto renovável, não tóxico e tipicamente regional, que irá promover uma cadeia de geração de emprego e renda para o Estado. A Eletrobras Distribuição Piauí obteve a patente junto ao Instituto Nacional de Propriedade Industrial (INPI) e é a única empresa do mundo capaz de explorar esta tecnologia", afirmou Ribamar Lima.

Em Teresina, já existem dois protótipos em pleno funcionamento desde 2011, um nas proximidades da Universidade Federal e outro no Bairro Acarape. “Após vários estudos e ensaios técnicos, o produto foi patenteado. A Eletrobras poderá utilizar o óleo em larga escala nos transformadores de distribuição de energia elétrica”, concluiu Lima.

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Ineficiência de térmicas obrigou consumidor a pagar conta de luz mais cara

A falta de eficiência de uma parte das usinas termelétricas do país obrigou os consumidores brasileiros a pagarem um valor maior do que o devido nas contas de luz nos últimos anos. Nesta terça-feira (7), a diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) vai se reunir para tratar dessa dívida bilionária e deve decidir se haverá ressarcimento. De acordo com documentos da própria agência, o valor a mais foi cobrado entre 2010 e 2015 por meio da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), um encargo pago por todos os consumidores na conta de luz. Os recursos servem para cobrir parte dos gastos com combustível usado nas termelétricas que geram energia para atender à região Norte do país.

Mais especificamente, o problema ocorreu no cálculo da verba para compra de gás natural que abastece termelétricas de Manaus. Segundo a própria Aneel, ao longo desses cinco anos os consumidores pagaram o equivalente a 1,6 bilhão de metros cúbicos de gás a mais para aquelas usinas. Esse volume gás, diz a agência, seria suficiente para abastecer as termelétricas por mais de um ano. A Aneel não informou o valor do prejuízo aos consumidores. Entretanto, para se ter uma ideia, a estimativa é que o ajuda via CCC para essas mesmas termelétricas de Manaus durante o ano de 2017 será de R$ 1,817 bilhão.

Em documento, a agência aponta ainda que a ineficiência das termelétricas da capital do Amazonas gerou essa cobrança a mais. Ou seja, elas estavam consumindo mais combustível do que a sua capacidade de geração. Porém, própria agência admite que os consumidores não podem pagar pela falta de eficiência desses equipamentos. O G1 procurou a Aneel e perguntou o custo estimado desse 1,6 bilhão de metros cúbicos de gás. Questionou ainda porque a agência demorou cinco anos para verificar que as usinas térmicas estavam recebendo recursos acima da capacidade. Até a última atualização desta reportagem, porém, não havia recebido resposta.

Devolução

Nesta terça, a Aneel votará, em reunião pública, o orçamento de 2017 da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), fundo do setor usado para financiar diversas ações no setor elétrico, onde está embutida a CCC. Os recursos da CDE vêm de cobrança de encargo nas contas de luz. Em uma das contribuições à audiência pública que discute o orçamento da CDE de 2017, a Abrace, associação que representa os grandes consumidores de energia, pede que todo o valor cobrado a mais seja descontado da previsão de gasto do fundo para este ano.

Além de parte do combustível das usinas termelétricas do Norte, os recursos da CDE também financiam outras ações, como o programa Luz para Todos e o subsídio da tarifa para famílias de baixa renda. E dezembro, a Aneel estimou que a CDE custará R$ 12,8 bilhões aos consumidores de energia em 2017. Caso a Aneel opte por devolver o valor cobrado a mais, essa conta pode ficar quase R$ 2 bilhões mais barata.

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Grupo franco-belga se prepara para expandir negócios na América Latina

O grupo franco-belga Engie se prepara para expandir seu negócio em infraestrutura na América Latina e por meio de sua subsdiária de engenharia consultiva, a Leme Engenharia, agora Tractebel, negocia a aquisição de uma empresa brasileira especializada em mobilidade urbana, portos, aeroportos, ferrovias e saneamento. O valor do negócio não foi revelado, mas trata-se de um investimento relevante para uma multinacional, garantiu Cláudio Maia, presidente da companhia.

Segundo o executivo, a empresa quer estar preparada para aproveitar as oportunidades que o Brasil irá apresentar a partir da retomada dos investimentos em infraestrutura. A expectativa é que a aquisição seja concluída ainda no primeiro semestre deste ano. “A nossa principal aposta para o país é o mercado de infraestrutura. Estamos em fase de negociação para a aquisição de uma empresa especializada em projetos de mobilidade urbana, portos e aeroportos”, disse.

“Temos que caminhar no sentido de aproveitar algo que parece ser consenso, que é a retomada do crescimento no Brasil através dos projetos de infraestrutura. A Leme tem uma experiência importante nessa área, mas que precisa ser complementada, em especial em mobilidade", completou. Desde 16 de janeiro, a empresa brasileira de engenharia consultiva Leme Engenharia passou a adotar o mesmo nome da sua controladora Tractebel, um dos principais players mundiais de engenharia consultiva, com sede na Bélgica. A mudança de nome faz parte de um projeto de unificação da marca Tractebel em todo o mundo.

 

"Existem oportunidades no nosso mercado na América Latina cada vez mais evidentes na área de infraesturura não energética, em especial, na mobilidade urbana, nos portos, aeroportos e também abastecimento e tratamento de água. Nesse sentido, a Tractebel vem buscando concretizar essa aquisição, se possível agora no começo de 2017, nessa área de infraestrutura não energética, voltada para esses temas", disse Maia. A aquisição é coordenada pela sede na Bélgica e a fase atual é de confecção do contrato. "Isso pode parecer bastante avançado, mas toma muito tempo ainda a partir desse ponto."

Com projetos em mais de 140 países, a Tractebel mantém cinco escritórios no Brasil (Belém, Belo Horizonte, Brasília, Florianópolis e Rio de Janeiro) e também no Chile, Panamá e Peru, onde desempenha atividades em projetos relacionados a energias renováveis, hidroenergia, geração térmica, gás, sistemas de transmissão, mobilidade urbana, edificações complexas, saneamento e meio ambiente. Em 2016, o Brasil representou 70% do faturamento de R$ 222 milhões. Para 2017, a expectativa é manter esse mesmo resultado, já que será difícil repor os contratos neste ano.

“Em 2016, de uma maneira geral, por ter sido fraco de vendas para todo mundo, fez com que a maioria das empresas entrasse no ano de 2017 consumindo o que tinha em contratos em estoque. Não se espera que seja possível vender muito no início de 2017 para repor esses contratos. Apensar de haver uma melhora macroeconômica, ela ainda é tênue e não indica que será possível reverter fantasticamente 2017.”

México - Outra estratégia de crescimento da Tractebel é por meio de instalação de novos escritórios internacionais. “Já em 2017, iniciamos nossas operações no México, onde somos responsáveis pela engenharia do proprietário para a construção do parque eólico Três Mesas, com capacidade de 52MW localizado na região de Tamaulipas no nordeste do país”, complementa Maia.
 

Nos últimos anos, a Tractebel foi responsável no Brasil pela supervisão e fiscalização técnica de obras de mobilidade urbana, saneamento básico na região norte do país, navegação, como a Hidrovia do Madeira, e projetos de edificações complexas.
 

No segmento de hidroenergia, a unidade brasileira acaba de finalizar o gerenciamento e supervisão das obras da hidrelétrica Jirau (3.750MW), inaugurada em dezembro de 2016 no Rio Madeira, em Rondônia e executa a coordenação dos programas ambientais da usina hidrelétrica de Belo Monte desde 2012, para a qual também elaborou os Estudos de Impacto Ambiental (EIA) em 2006. Em relação a sistemas de transmissão, a Tractebel já desenvolveu projetos para mais de 25 mil km de linhas de transmissão e para mais de 80 subestações de extra-alta-tensão, no Brasil e exterior.
 

Com a proposta de contribuir para a transição da atual matriz energética, a Tractebel tem desenvolvido também projetos no Brasil e em outros países com o foco em energias alternativas e renováveis, incluindo descentralização energética e digitalização.

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Bandeira verde deverá seguir até final do período úmido, afirmou Rufino

O diretor geral da Agência Nacional de Energia Elétrica, Romeu Rufino, acredita que uma mudança de bandeira só deverá ser viável após o encerramento do período úmido. A tendência é de que a sinalização tem potencial de ser mudada apenas a partir de maio, quando o país entrar no período seco. Mas isso, ainda depende dos novos patamares de valores para cada uma das bandeiras que terão seus valores alterados.

“Ainda precisamos deliberar o nível da cada bandeira, ainda não decidimos. Isso deverá ocorrer nos próximos dias”, comentou ele após participar no evento do Comitê de Energia da Amcham-SP. “Até o final do período úmido não vislumbro um cenário de acionamento da bandeira amarela. A partir de maio é que poderemos ver isso, mas ainda depende de como se comportará o período úmido”, acrescentou.

A deliberação da Aneel, explicou Rufino, não deverá conter mudanças significativas no conceito e nos patamares das sinalizações. O que deverá mudar é valor adicional e deverão ser colocados alguns aprimoramentos em sua aplicação.

Exposição das distribuidoras - Outra questão que deverá passar pelo crivo da diretoria da agência reguladora é o pleito da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica quanto aos eventos que desejam ser reconhecidos como exposição involuntária das concessionárias. Nesse âmbito estão a contratação do A-1 de 2015 e a migração dos consumidores para o ambiente livre. Somente este segundo item, nos cálculos da associação, deverá representar um impacto de 1.800 MW médios no ano.

Rufino comentou em entrevista a jornalistas após o evento que a Aneel ainda não tem o quanto o atendimento desses pleitos poderiam impactar o mercado. Mas os temas está em análise. Ele lembra que esses dados devem ser calculados individualmente por distribuidora, pois as situações de contratos diferem uma de outra. “O que estão questionando é a tese se é elegível colocar como involuntárias as duas questões ou não. Ainda que conceitualmente sejam elegíveis, cada uma das concessionárias terá que demonstrar que usou todos os mecanismos que possui a sua disposição pra evitar a situação de excesso de energia”, argumentou.  

Rufino disse que ainda não há data para que o tema vá à reunião de diretoria que ocorre às terças-feiras, mas comentou que isso será em breve, “nas próximas reuniões, não deverá demorar muito não.”

 

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Spread por energia incentivada alcança recorde histórico

O momento é de transição quanto a precificação da energia. Em cerca de três meses passam a vigorar os novos parâmetros do CVaR e a perspectiva é de que em 2018 seja adotada a Superfície de Aversão ao Risco (SAR). Ambos podem ter efeito sobre os valores da energia convencional e incentivada no curto prazo e pouco no longo prazo. Contudo, a maior pressão nos preços deste segundo produto está sendo exercida pelo aumento da demanda decorrente da continuidade do fluxo de migração do ACR para o ACL. Nesse primeiro trimestre, os valores alcançaram o maior spread já registrado no país entre os dois produtos, está na casa de R$ 70/MWh, patamar muito acima do que normalmente o mercado estava habituado e que ficava entre R$ 20 a R$ 25/MWh.

Com a chegada, em maio, da safra das usinas de açúcar e álcool essa pressão tende a ser aliviada, mas a tendência é de que o spread continuará mais elevado do que o normalmente verificado. Agentes do mercado acreditam que o alívio será menor do que em outros anos, poderá recuar a um patamar de R$ 50 a R$ 55/MWh, ainda assim o dobro do considerado valor histórico desse indicador.

De acordo com a plataforma eletrônica de negociação de energia BBCE, a mudança de parâmetros de risco do CVaR já foi precificada em outubro do ano passado, quando a medida foi anunciada pelo governo. O preço médio ponderado para o ano, com base nos contratos fechados por meio da plataforma, aponta um valor de R$ 145/MWh. Essa conta, explicou o presidente da BBCE, Victor Kodja, toma como base negócios nos produtos janeiro a abril e maio a dezembro que estão disponíveis ao mercado. Enquanto no primeiro o preço está na casa de R$ 122/MWh o segundo é de R$ 156/MWh para a energia incentivada no submercado Sudeste/Centro-Oeste.

“Acho que essa proximidade da alteração do risco não traz uma reação de muito significativa dos preços no produto convencional esse ano, por diversos fatores, mas o principal é o nível de carga e demanda”, comentou o executivo. “Já para a incentivada onde a demanda com a migração está elevada tivemos negócios nesse ano com preços R$ 76/MWh acima do PLD”, comparou.

Na avaliação da especialista em Inteligência de Mercado da Delta Energia, Débora Mota, no momento é visto uma elevação de cerca de 100% no ágio para a energia incentivada. Esse patamar está na casa de R$ 50 a R$ 55/MWh ante um nível histórico de R$ 25/MWh. Essa elevação, explicou ela, decorre basicamente desse aumento de demanda por este tipo de geração pelo forte movimento migratório de consumidores para o ambiente livre, o que tem pressionado os preços mais do que na energia convencional. “Mesmo com esse aumento do ágio podemos dizer que o consumidor que escolher migrar agora para o mercado livre ainda consegue obter uma economia que na média está entre 15% e 20% quando comparada à tarifa do mercado cativo”, indicou.

Segundo a Delta, atualmente o preço da energia incentivada está na casa de R$ 210/MWh com variações leves um pouco para cima ou para baixo no cenário de 2018. Segundo a especialista, o mercado hoje ainda está com incertezas para 2018 por questão de mudanças do modelo de risco. Isso, associado à demanda que não está tão elevada, conduz o setor a uma liquidez que ainda está em patamar reduzido.

De acordo com o diretor de Inteligência de Mercado da Ecom, Carlos Caminada, para 2017 o que se vê é o reflexo de uma frustração do período úmido em janeiro. A reação dos preços principalmente para o ano inteiro. Essa curva subiu e o que se tem é uma nova elevação de maio e dezembro por conta dos novos parâmetros do CVaR onde preços para a fonte incentivada está no patamar de R$ 156 a R$ 158/MWh. Já para 2018 as incertezas acerca do que teremos no ano que vem ainda prevalece e com isso a precificação fica mais complicada de se fazer. “Até o final de março deveremos ter sinalização do que o CPAMP trará de atividades para 2017 e é possível que aí tenhamos a indicação do que virá no ano que vem”, explicou. Por enquanto, acrescentou, os preços para o produto convencional ainda estão a reboque do cenário de 2017.

Já no mercado de incentivada, Caminada corrobora a visão de seus colegas de mercado e vê uma grande pressão nos preços com as migrações, mesmo com a entrada da geração das usinas a biomassa com o início da safra de cana, no inicio de maio. “Sim, há uma pressão de preços porque na tomada de decisão de migração os consumidores veem o custo de oportunidade que é avaliada na comparação com a tarifa do mercado cativo, como os valores no ACR continuam elevados, cria essa pressão nos valores da incentivada porque a demanda está mais elevada o que reflete-se no spread”, comentou ele. “Enquanto não tiver oferta de incentivada esse novo patamar de preços veio para ficar, essa é a nova realidade”, acrescentou.

A visão do sócio diretor da Compass, Marcelo Parodi também é a mesma. Ele avalia que o mercado já precificou os preços para a convencional até abril. De maio em diante há um salto de R$ 35/MWh para algo entre R$ 150 a R$ 155/MWh. Nível que é o visto no atual momento do setor que vive a incerteza se o governo confirmará a SAR em 2018. Para a energia incentivada ele acrescentou ainda que, depois do primeiro quadrimestre, com a entrada em operação da biomassa, os valores do spread tendem a redução, contudo o alívio não será o dos anos anteriores. Ele citou que um parâmetro que indica a expectativa de mercado sem essa sazonalização natural para a energia incentivada é a curva de preços para o ano de 2018. “Temos visto no ano que vem os spreads para os 12 meses na casa de R$ 45/MWh, um valor que passa uma boa estimativa de patamar de preços para esse produto”, comentou.

Quanto ao início da aplicação de um modelo de risco mais conservador, o presidente da Comerc, Cristopher Vlavianos, afirma que já havia essa expectativa de mudança, o que faz com que haja uma sensibilidade maior a qualquer variação que tenhamos na hidrologia. E que isso afeta os preços para cima ou para baixo. Assim, é preciso esperar o final do período úmido que ainda tem mais cerca de 60 dias de possibilidade de chuvas intensas para que se possa ter um desenho mais claro das variações de curto prazo. E, dependendo desse movimento, pode ser que mesmo esse aumento de risco possa ser mitigado pelo período hidrológico. Ele lembra que 2016 foi um ano de aumento de capacidade instalada recorde no Brasil e com redução de carga, o que traz uma situação de menos estresse e mais conforto para o atendimento a demanda e que pode ajudar na formação dos preços.

Agora, no sentido contrário está o mercado para a energia incentivada. Segundo ele, não há falta de oferta, mas o aumento da demanda vem pressionando os preços a ponto de chegar ao que classificou como o maior spread já visto por conta da entressafra de biomassa e cenário de migrações em andamento. Alívio nesse mercado somente em 2019 com a liberação de cerca de 1 mil MW médios de energia que devem ficar liberados com a mudança de consumidores com cargas de 3 MW e tensão de 69 kV que hoje são obrigados a consumir de fontes incentivadas e poderão passar para a convencional.

Segundo ele, o governo precisa ficar atento a essa questão do consumidor especial e do lastro de incentivada para não penalizá-lo ao limitar as opções de contratação, o que de certa forma limita a expansão do mercado livre ao espremê-lo nas incentivadas sendo que há sobras de convencional no mercado. “Uma forma seria reduzir os limites de tensão e demanda ao invés de não permitir o crescimento por escassez de incentivada e isso, afeta o equilíbrio do setor”, analisou Vlavianos. “Hoje está se pagando R$ 70/MWh de ágio o maior que já vimos. Esse ágio está muito alto e trazendo custo adicional, ao ajustar os limites de tensão e demanda de 3 MW para 1 MW, por exemplo, você tem maior liberdade e reduz a pressão na incentivada uma vez que a convencional está mais barata, o que pode trazer equilíbrio”, sugeriu o executivo ao lembrar que essa alteração não depende de lei, podendo o próprio Ministério de Minas e Energia efetuar a mudança.

 

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Mercado aposta em apenas um leilão de geração este ano

O peso da queda da demanda de energia no ano passado e as perspectivas menos otimistas para a economia neste ano fazem o governo adotar um postura mais conservadora em relação às possibilidades de leilões de expansão em 2017. Até o momento a tendência é de que seja realizado um leilão de energia de reserva, dois de transmissão e um de privatização que está no âmbito do PPI apenas com hidrelétricas existentes. O setor acredita que em 2017, se houver contratação, o país verá em um volume muito baixo em leilões de energia nova por conta da sobrecontratação das distribuidoras e a perspectiva de continuidade dessa situação até o final da década.

Segundo as estimativas da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica, que está para fechar os números do excesso de contratos das associadas, os índices apontam para um volume de 11,6% acima da demanda em 2017, 11,9%, para 2018, 10% em 2019, cai para 6,9% em 2020 e chega a 2021 com 5,8% acima da demanda. Esses indicadores levam em conta os 100% de demanda desconsiderando a flexibilidade regulatória de 5% de excedente que é repassada à tarifa, caso exista.

"Nós estamos com ambiente ainda marcado pela sobrecontratação das distribuidoras. Estamos fechando os números de 2016, mas não deverá mudar muito em relação às projeções que tínhamos de 11,6% para 2017 ainda no mês de outubro, já contando com as medidas mitigadoras do governo", afirmou o presidente executivo da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica, Nelson Fonseca Leite. "Estimamos que a migração de consumidores para o mercado livre tenha um impacto de 1.800 MW médios esse ano, ou em termos percentuais, um aumento de 4,4%, sobre a demanda das distribuidoras, isso é muito significativo", revelou ele ao destacar que as migrações para o mercado livre tiveram mais importância para a redução da demanda das distribuidoras do que o próprio desempenho da economia.

O presidente executivo da Abradee é taxativo ao afirmar que com essa fotografia do momento no setor elétrico é possível afirmar com alto grau de precisão que este ano não deveremos ver a realização de leilões de energia nova. E ainda, para 2018, talvez um A-5 seja viável, diferente do A-3, uma vez que não faz sentido realizar um leilão de geração em meio a um cenário de excesso de contratos quando estes projetos entrarem em operação. Até porque existe o MCSD que pode compensar as sobras de uma distribuidora para aquelas que necessitam eventualmente de energia e assim no contexto geral se tem o atendimento da demanda sem a necessidade de contratação de energia nova.

Essa é a mesma avaliação por parte das empresas. Mesmo entre as distribuidoras a percepção é de que ainda este ano deveremos ver a manutenção do cenário de sobrecontratação das concessionárias deste segmento. Mesmo com as reuniões que a Abradee vem mantendo com a Aneel e com o próprio Ministério de Minas e Energia para que os volumes de contratos sejam considerados como contratação involuntária, e inclusos nos reajustes tarifários. Para um alto executivo do setor, esse cenário demonstra que a tendência no país para este ano é de ter poucos ou até nenhuma demanda para o curto prazo, pelo menos.

João Carlos Mello, presidente da Thymos Energia, acredita que há espaço para a realização de um A-5 ainda este ano. Isso porque como os projetos que são negociados agora ficarão prontos apenas em 2022 e até lá a perspectiva de retomada existe, uma vez que a sobrecontratação vai até um ano antes desse período. Contudo, disse ele, não é viável esperar grandes volumes se esse leilão realmente ocorrer. "Esse será um leilão de pequeno porte, ideal para eólicas, PCHs, solar e biomassa. Esquece esse negócio de grandes térmicas ou hidrelétricas, que não deveremos ter uma demanda suficiente para isso", afirmou o executivo. Quanto aos demais leilões, continuou Mello, não há mesmo a necessidade de realização. Ele acredita que ainda deveremos ver um LER, mas esse, mais por conta da sinalização de uma política industrial do que energética.

Contudo, ele alerta para o fato de que um leilão A-5 sendo realizado nesse ano para 2022 coincidirá com o término de contratos de térmicas negociadas no primeiro leilão de energia nova e que ficarão descontratadas. Nesse caso, acrescentou, o governo deverá avaliar bem o que fazer, se deixa essas usinas sem contratos no ACR abrindo mais demanda para energia nova ou se mantém essas térmicas, principalmente, para servir de segurança para o Nordeste. Essas térmicas, comentou, serviriam para atender a demanda de uma forma mais estrutural.

O presidente da Empresa de Pesquisa Energética, Luiz Augusto Barroso, explica que a contratação de energia nova depende da declaração de volumes pelas distribuidoras e da dinâmica de contratação do mercado livre.

"No caso da geração, o maior desafio é a demanda, que é oriunda das concessionárias. A EPE atua apoiando a Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento nesse processo, visando definir um calendário permanente para os leilões", comentou ele. "No caso da geração, o ambiente efetivamente é desafiador e o balanço físico entre oferta e demanda deve ditar o ritmo e a necessidade de nova oferta", acrescentou.

Até o momento o ministério dá sinais de que ainda não definiu sua posição sobre a realização de leilões de energia nova. De acordo com o secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético, Eduardo Azevedo, a intenção no momento é de realizar um leilão de energia de reserva, como vem se falando e que o próprio ministro Fernando Coelho Filho comentou semanas atrás, após reunião com diversos agentes interessados em retomar essa modalidade de contratação. Entre esses, os governadores de estados do Nordeste.

"Nossa intenção é fazer sim um LER ainda no primeiro semestre, Nesse prazo, também teremos um sinal mais preciso do rumo da economia, o que tem impacto direto na demanda futura e, consequentemente do quanto precisaremos contratar e em que prazo", disse Azevedo que é o líder do Comitê de Governança de Informações Energéticas e o Grupo de Trabalho para a Promoção das Energias Renováveis. "Nosso objetivo é saber nossa real necessidade de energia e nossa real disponibilidade de geração para atendê-la", acrescentou.

Já no caso da transmissão as necessidades são, num primeiro momento, um pouco desacopladas do crescimento econômico. Na avaliação de Barroso, da EPE, há necessidades de reforços por questões de confiabilidade e preparação do sistema de transmissão para acomodar a expansão das renováveis. Além disso, há um volume de ativos que não tiveram vencedores em leilões anteriores e que poderão ser colocados em disputa novamente e sob novas condições. "Temos dois leilões de transmissão planejados para esse ano, somando cerca de R$ 20 bilhões em investimentos", lembrou.

Sobre os atrasos de Belo Monte, acrescentou a assessora da presidência da EPE, Ângela Livino, estudos recentes que foram divulgados corroboram estudos da própria EPE e indicam que efetivamente há possibilidade de restrições de escoamento em cenários das regiões Norte e Nordeste exportadoras. "Estão sendo tomadas providências para agilizar desbloqueio de ações judiciais que impedem o andamento das obras e também estão sendo estudadas soluções técnicas que possibilitem a minimização destes cenários de restrição", comentou.

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BNDES: desembolso para energia elétrica cai 56% em 2016

O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) desembolsou R$ 9,6 bilhões para investimento em projetos no setor de energia elétrica em 2016. Na comparação com 2015, houve retração nominal de 56% nos desembolsos totais do banco para o segmento. Aprovações, enquadramentos e consultas tiveram queda nominal de 32%, 37% e 28%, respectivamente. Os dados foram divulgados nesta terça-feira, 31 de janeiro.

Considerando o desempenho do setor de infraestrutura, que inclui além de energia, construção, transporte, telecomunicações e outros, o banco desembolsou um total de R$ 25,9 bilhões, retração de 53% em relação aos desembolsos realizados em 2015. As aprovações somaram R$ 22,9 bilhões, queda de 44%.

Considerando o desempenho total do banco, o BNDES desembolsou R$ 88,3 bilhões para investimento em 2016. O destaque foi a atuação no curto prazo no financiamento do capital de giro das empresas brasileiras através do Programa de Apoio ao Fortalecimento da Capacidade de Geração de Emprego e Renda (BNDES Progeren). No contexto de retração do investimento e manutenção do cenário recessivo no 2º semestre de 2016, o programa desembolsou R$ 2,7 bilhões, com alta de 68% em relação ao ano anterior.

"Para 2017, espera-se uma conjuntura mais favorável, com expectativa de recuperação gradativa da economia e da demanda por recursos do BNDES ao longo do ano", escreveu o banco em nota à imprensa. "Sinais macroeconômicos recentes, como a queda da inflação oficial, a redução do endividamento das famílias, a perspectiva de queda da taxa de juros e a melhora no nível de confiança no final de 2016 compõem este cenário."

 

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